页岩薄片孔缝分割的自动阈值生成方法

随着页岩气勘探开发领域的快速发展,页岩储层的微观结构表征及分析技术显得愈发重要。其中基于阈值分割法获取页岩孔隙结构参数是目前页岩微观结构表征的一种重要手段。现有的阈值分割方法主要有最大类间方差法、最大熵阈值分割法等,它们在各种图像分割任务上都取得了不错的成绩。然而,在页岩孔隙分割问题上,它们均存在耗时较长且不能有效分离薄片扫描电镜图像中的孔隙和基质等元素的问题。页岩薄片孔缝分割的自动阈值生成方法能根据页岩薄片的不同特点,自适应地快速生成对应图像的最佳灰度阈值,自动识别页岩孔隙和基质等地质元素。在足206井的页岩扫描电镜图像上进行了实验,与传统方法进行对比,实验结果表明,页岩薄片孔缝分割的自动阈值生成方法能准确实现孔隙和基质等元素的分离,在各类图像上都能高效地自动生成最佳灰度阈值,为页岩微观图像孔隙结构定量分析提供可靠基础。     

川东南龙马溪组页岩微观孔隙结构特征

以川东南龙马溪组页岩为研究对象,借助扫描电镜及压汞-吸附联合技术对其微观孔隙结构进行表征,利用吸-脱附曲线特性及FHH分形理论对孔隙形态和分形维数进行研究,结果表明,龙马溪组页岩储集空间中约80%为微-介孔,其中贫有机质页岩以平板状孔隙为主,分形维数一般小于2.75,在扫描电镜下呈现颗粒矿物粒缘缝及伊利石片层晶间孔;富有机质页岩则以"墨水瓶"状孔隙为主,分形维数一般大于2.85,主要为有机质孔。TOC含量与总孔容、吸-脱附滞回面积及分形维数均呈显著正相关关系,表明随着TOC含量增加,页岩孔隙由平行板状为主的无机孔隙网络过渡至"墨水瓶"效应显著的有机孔隙网络,有机质孔隙为富有机质页岩主要储集空间,同时多重毛管力叠加及扩散能力降低,使得页岩微观封闭能力提高,有利于页岩气富集与保存。     

川东南龙马溪组页岩微观孔隙结构特征北大核心CSCD

以川东南龙马溪组页岩为研究对象,借助扫描电镜及压汞-吸附联合技术对其微观孔隙结构进行表征,利用吸-脱附曲线特性及FHH分形理论对孔隙形态和分形维数进行研究,结果表明,龙马溪组页岩储集空间中约80%为微-介孔,其中贫有机质页岩以平板状孔隙为主,分形维数一般小于2.75,在扫描电镜下呈现颗粒矿物粒缘缝及伊利石片层晶间孔;富有机质页岩则以"墨水瓶"状孔隙为主,分形维数一般大于2.85,主要为有机质孔。TOC含量与总孔容、吸-脱附滞回面积及分形维数均呈显著正相关关系,表明随着TOC含量增加,页岩孔隙由平行板状为主的无机孔隙网络过渡至"墨水瓶"效应显著的有机孔隙网络,有机质孔隙为富有机质页岩主要储集空间,同时多重毛管力叠加及扩散能力降低,使得页岩微观封闭能力提高,有利于页岩气富集与保存。     

四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组页岩孔隙特征及演化模式

本文以四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组富有机质页岩为研究对象,通过FE-SEM扫描电镜、高压压汞、低温N_2吸附和低温CO_2吸附相结合的方法对页岩孔隙结构特征进行表征,明确了页岩孔隙发育的主控因素,并探讨了页岩孔隙演化特征。研究认为龙马溪组页岩微观孔隙类型以有机质孔隙为主,页岩气吸附的主要场所是纳米级微孔和中孔。页岩储层孔隙结构主要受控于有机质含量和矿物组分,较高有机质含量、硅质页岩相为有利的孔隙发育条件。页岩中孔隙演化主要是有机孔演化。有机质热演化程度对页岩孔隙的控制作用明显,有机质孔隙度在镜质体反射率约为1.8%时达到最大值,适中的热演化程度对页岩孔隙发育最为有利。     

鄂尔多斯盆地安塞地区长7段页岩油资源潜力评价

鄂尔多斯盆地安塞地区三叠系延长组长7段油页岩在西南部较为发育,厚度可达到10m以上,氯仿沥青"A"平均值达到0.87%,具备形成页岩油的地质基础。利用CT扫描电镜技术、核磁共振等技术对长7段油页岩储集空间及储集性能进行定量表征,揭示纳米级黏土颗粒片状孔隙是长7段页岩油的主要孔隙类型,平均有效孔隙度4.86%,平均含油饱和度为44.63%。安塞地区长7段具有页岩油赋存与聚集成藏的物质基础,大规模分布的黑色油页岩、良好的储集空间和充足的烃类,原油黏度低、油页岩可压裂性好、高角度裂缝发育等有利于页岩油在纳米级孔喉中流动和开采,预测资源潜力达到4.42×10~8 m~3,并指出了水平井+体积压裂提高单井产量的攻关方向。     

下扬子地区官地1井下寒武统海相泥页岩孔隙发育特征及影响因素

以下扬子陆域地区官地1井下寒武统幕府山组海相泥页岩岩心样品为研究对象,综合运用场发射扫描电镜、X衍射分析、气体吸附、高压压汞和有机地球化学分析等实验测试手段,系统研究了官地1井幕府山组泥页岩孔隙结构特征和孔隙发育影响因素。研究表明：(1)官地1井幕府山组泥页岩矿物组成以石英、方解石胶结物和黏土矿物为主,其总有机碳含量较高,有机质类型以I型干酪根为主且均处于过成熟阶段;(2)泥页岩孔隙类型主要为基质孔隙（粒间孔隙和粒内孔隙）、有机质孔隙和微裂隙,其中以有机质孔隙含量居多,而粒间孔隙面孔率占比最高;(3)有机质丰度对有机质孔隙的孔径和比表面积具有一定的影响,压实作用则构成过成熟阶段孔隙演化的主要因素,而刚性矿物具有一定的支撑作用并对有机质孔隙的保存具有积极意义;(4)分形维数与总有机碳含量和比表面积相关性较好,而与孔隙体积相关性弱,反映孔壁粗糙程度及孔隙结构复杂程度受有机质丰度影响。     

一种自动分类的加权模糊C均值图像分割算法

加权模糊C均值算法(WFCM)是1种有效的图像分割算法,该算法的分类数需要人工确定。为了提高算法的自动化程度,本文提出了先采用基于直方图平滑的峰点检测方法自动确定图像的分类数,再利用WFCM分割图像的算法。大量实验结果显示,此算法能够正确地对图像分类,并且合理地分割图像。     

页岩气储层非均质性研究——以四川盆地下寒武统筇竹寺组为例

在详细调研国内外页岩气储层非均质性研究的基础上,以四川盆地下寒武统筇竹寺组为例,通过平面、层内和微观3个方面分析了泥页岩非均质性特征。平面非均质性主要受区域沉积特征和泥页岩有机地球化学特征控制,盆地中西部主要发育泥质砂岩和砂质泥岩,总有机碳含量TOC和有机质成熟度相对较低;东北部泥质灰岩发育,TOC和有机质成熟度较高;南部以碳质泥页岩为主,TOC和有机质成熟度最高(镜质体反射率Ro可达4.0%)。连井剖面和单井泥岩层矿物特征分析表明,层内非均质性较强,主要表现为横向上地层总厚度、泥页岩单层厚度、泥页岩发育层数、夹层特征和顶—底板岩性沿剖面变化快,纵向上矿物成分和岩石脆性度差异明显。微观非均质性主要受孔隙类型和基质微裂缝影响,黏土层间孔隙和有机质孔隙发育,基质微裂缝对沟通孔隙起主要作用。综合分析认为,四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩气储层非均质性特征明显,对页岩气井产能和页岩气采收率有重要影响。     

南海北部湾盆地迈陈凹陷中南部古近系储层特征与控制因素——以区域探井Y井为例

北部湾盆地迈陈凹陷中南部Y井井壁取心分析、岩屑样品的薄片鉴定结果及地球物理测井综合评价表明,其钻遇的不同层位层段的储层类型主要以含泥质较高的砂岩、粉砂岩及泥质粉砂岩为主,少量砾岩,多属于近—中物源快速沉积充填、储集物性偏差的储集层类型,且成岩程度偏低(处在早成岩A或B期或中成岩A期),总体上属于岩性较细、泥质含量偏高、孔渗参数偏低的中孔中渗和低孔低渗及低孔特低渗型砂岩储层类型。其中,钻遇的渐新统涠洲组砂岩储层总体上偏细且泥质含量较高,砂岩有效孔隙度和渗透率偏低,属于储集物性较差储层;始新统流沙港组二段砂岩属于差—较好储层,储层孔隙类型以粒间孔为主,其次为粒间溶孔,还发育有少量或微量长石溶孔和粒内溶孔,具有一定的孔渗性;古新统长流组砂岩孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔为主,发育少量长石溶孔及粒内溶孔,储层致密储集物性偏差。总之,本区储层发育主要受控于碎屑物物源供给远近与沉积相及成岩作用,但总体上储层成岩程度较低,加之溶蚀作用及胶结作用普遍,故严重影响了储层储集物性。     

利用压汞资料进行低渗储层孔隙结构特征分析——以Wll-7油田流沙港组三段储层为例

储层孔隙结构是影响低渗储层微观孔隙内流体运移与聚集的主要因素,决定了储层的优劣。以w11－7油田流沙港组三段储层为例,应用压汞资料定性与定量研究储层孔隙结构特征。研究结果表明,孔隙结构分为三类,总体上具有“喉道细、分选差、连通性差”的特点,这种较差的孔隙结构发育特征是造成储层呈低渗一特低渗的核心因素。在此基础上应用多元判别方法优选出排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、孔喉半径均值、分选系数五类孔隙结构分类评价参数,并结合常规物性将储层分为三类,其中Ⅱ、Ⅲ类是广为发育的储层。     

黄河水下三角洲扰动粉土微观结构特征分析

黄河水下三角洲分布着大量的扰动粉土层,其微观结构与未扰动粉土相比有显著差异。基于浅地层剖面探测、钻探取样等技术,利用电子扫描显微镜、图像处理等方法来研究扰动粉土的微观结构特征。结果表明,扰动粉土与未扰动粉土两者在结构类型、颗粒之间的接触方式、粒度组成、定量参数等方面均存在显著差异。扰动粉土与非扰动粉土的结构类型都属于骨架状结构,不同的是扰动粉土以直接接触为主,粒间无细粒及黏粒成分相隔。扰动粉土粒度组成偏向粗化,孔隙比降低、含水率升高、饱和度升高、比重增大、颗粒圆形度降低、颗粒分形维数降低。同时探讨了扰动粉土微观结构差异原因及其与工程地质性质之间的关系,认为在波浪作用下粉土中孔隙水的渗流带走细粒物质,颗粒发生重新排列从而导致微观结构变化,进而使其强度得以提高。     

南黄海盆地海相储层成岩作用与储层发育特征

南黄海盆地与下扬子陆域具有较为一致的沉积构造演化史,全区具有良好的油气成藏条件,油气资源潜力大,特别是中—古生界海相地层有可能是下一步油气勘探的突破新区。以南黄海盆地为主体的下扬子地区海相储层类型包括砂岩储层、碳酸盐岩储层和泥页岩储层三大类。基于岩性特征、成岩作用、储集空间和物性条件等分析,认为砂岩储层有利的储集体主要为裂缝—次生孔隙型,碳酸盐岩储层中未被胶结物充填或者部分充填的孔、缝、洞可作为有利储集体,泥页岩储层中的有利储集空间为高有机质丰度层段中的无机孔隙、有机孔隙和裂缝较发育带。     

鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密储层特征及主控因素分析

为揭示鄂尔多斯盆地环江油田延长组长8段致密砂岩储层特征及控制因素,通过岩心、薄片鉴定、扫描电镜、X衍射等资料研究了储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙和物性特征,并讨论了致密砂岩的成因机理。结果表明:长8段岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,储集空间主要为粒间孔(包括残余粒间孔与粒间溶孔)、溶孔(长石溶孔与岩屑溶孔),储层孔隙度平均为9.6%;渗透率平均为0.67×10~(-3)μm~2。为典型的低孔——超低孔、超低渗的致密储层。储层物性受控于多种因素,其中沉积条件是不同砂岩物性差异的基础,沉积后持续快速的埋藏和较多的塑形颗粒共同导致强烈的压实和孔隙的大量损失,硅质和钙质胶结则充填压实剩余孔隙,加之伊利石对孔吼的堵塞,最终形成致密砂岩。     

渤海海域Z油田水驱开发储层物性变化规律

为研究海上稠油砂岩油藏水驱开发储层物性变化规律,以渤海海域Z油田为目标,利用多口密闭取心井资料,结合油田生产实际,从储层的黏土矿物、孔隙结构、储集孔渗及渗流特征等方面系统开展了水驱开发前后储层物性变化规律及机理研究。结果表明,经长期水驱开发,储层中黏土矿物总量呈减少趋势,其中高岭石含量降低,伊/蒙混层含量增加;岩石平均孔隙半径增加,孔隙喉道和孔隙结构变好;平均孔隙度和渗透率都有不同程度增大,其中孔隙度增幅不大,渗透率增幅较为明显,储层储集物性变好,但非均质程度增强;润湿性表现为更强的亲水性,驱油效率也随之增高。该研究成果对Z油田高含水期剩余油挖潜和注采结构调整的措施制定有一定的指导意义。     

基于改进U-Net的海岸线提取方法

遥感影像海陆分割对于海岸线提取及其动态监测具有重要意义。传统的基于光谱特征和图像处理的海岸线识别和提取方法, 在面对高分辨率遥感图像复杂的纹理和空间分布时, 只能生成具有局限性的图像特征结果, 且分割结果准确率不高。本文将深度卷积神经网络应用于高分遥感图像的海陆分割问题, 并在经典编码器-解码器结构的基础上进行了创新。首先, 为了降低调参难度引入批归一化层, 降低了网络对参数的尺度和初始值的敏感度; 其次, 采用转置卷积代替传统卷积, 在模型训练过程中通过梯度递减算法, 不断更新参数权值, 显著提高语义分割的精度。利用研究区域高分一号遥感图像数据对于人工岸线及自然岸线的分割实验结果显示: 相较于经典U-Net与SegNet, 改进U-Net网络, 对于各种自然岸线和人工岸线具有更低的边界模糊度和更准确的分割结果, 对于自然岸线的提取结果, 漏检、错检现象较少; 对于人工岸线的提取具有更大的感受野, 能够提取岸线的空间结构信息, 避免误分类。面对日益丰富的高分辨率的遥感影像数据源, 基于改进U-Net的海岸线提取, 能更好地保留边界信息且具备更优的语义分割效果, 可以更为准确地挖掘高分遥感影像的空间分布特征、纹理特征以及光谱特征, 从而提升分类的准确性。     

冀中坳陷深县凹陷东营组砂岩储层特征及影响因素

冀中坳陷深县凹陷东营组砂岩储层岩石类型以长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩为主,岩石成分成熟度和结构成熟度均较低,反映了近物源和多物源的特征。通过对研究区的岩心化验分析资料、薄片和扫描电镜资料的分析,认为深县凹陷东营组储集空间类型主要包括原生孔隙和次生孔隙两类,其中以原生的粒间孔隙为主。研究区岩性孔渗资料的统计结果表明,储层的物性较好,基本为中高孔中渗型储层,根据深县凹陷储层评价标准,可以将深县凹陷储层分为4类,东营组储层主要是Ⅰ类和Ⅱ类储层。深县凹陷东营组主要为辫状河流相沉积,其沉积作用直接决定着储集砂体的类型、展布范围以及后期成岩改造作用。而储层储集性能主要受原始沉积作用及后期成岩作用共同控制,控制储层孔隙演化的成岩作用主要为机械压实作用和胶结作用。     

成熟指数MI值在页岩气预测中的应用

成熟指数MI值是通过测井方法获得的反映页岩气层成熟程度的一个地球物理指标。通过介绍MI值在美国barnett页岩气储层研究中的应用情况,提出了利用MI值划分页岩气源岩的成熟度界限和烃相的方法;阐述了成熟指数MI值的应用原理和意义,表明MI值对热成熟度的反映原理主要基于页岩独特的生储方式;例举了MI值在国内的应用实例,进一步指出了MI值对页岩气有利气藏的预测和勘探具有指导意义。     

下二门油田储层成岩作用类型及微观孔隙结构特征

通过14口取心井普通薄片、铸体薄片的镜下观察及扫描电镜等资料的研究,认为影响下二门油田碎屑岩储层的成岩作用主要有3种:压实、胶结和溶蚀.其中,压实作用以机械压实为主,化学压实少见;胶结作用主要有碳酸盐胶结(如方解石、白云石等)、黏土矿物胶结(如高岭石、绿泥石等);溶蚀作用主要有长石颗粒和少部分岩屑溶蚀、碳酸盐胶结物溶蚀.这3种成岩作用的共同改造形成了下二门油田以粒间孔、粒内溶孔和铸模孔为主的孔隙结构特征.根据微观孔隙结构特征,结合沉积相展布特点,认为下二门油田有利储层主要分布在辫状三角洲前缘亚相带水下分流河道和前缘砂坝等砂体.这些新认识为该油田调整挖潜提供了地质指导.     

东海西湖凹陷南端砂岩储层特征及其控制因素

本研究区始新统—中新统地层内大套砂质岩储层发育，砂层厚度为２—３０ｍ。分析结果表明：具有一定储集和渗透能力的砂层主要分布在井深１９００—３２００ｍ（Ｃ—１井、ＣＨ—１井深度可达３６００ｍ），即花港组和龙井组，岩性以细砂岩、粉砂岩为主，还有少量中砂岩。其中的细砂岩、粉砂岩具有粒度分选好，胶结物含量低（＜１０％）、孔隙、渗透条件好（φ为１０—２８％、ｋ为＜１—１８００×１０￣（－３）ｕｍ￣２）；以次生粒间扩大孔、粒内孔、铸模孔和粘土矿物中的微孔及少量原生孔为其储集空间。胶结物以粘土矿物为主，其次为碳酸盐和氧化硅胶结物。本区砂岩体储层物性除受原始地质条件、储集岩的成份、结构、埋藏深度等控制外，同时受成岩后生作用的影响，压实作用和胶结作用使其物性降低，而骨架颗粒（长石为主）和胶结物的溶蚀改善了其储集条件。     

西永2井中新世白云岩储层特征及成岩作用

西永2井中新世发育厚度较大的藻礁白云岩,以此为研究对象,通过岩心薄片、扫描电镜、X衍射分析及岩心CT扫描等研究手段,结合常规储层物性分析方法等,研究了西沙群岛中新世藻礁白云岩储层特征及成岩作用,结果表明:西永2井中新世藻礁白云岩储层发育良好,储集岩主要以粉晶—细晶白云岩为主,晶间溶孔、藻架孔、铸模孔、晶间孔和生物体腔孔为主要的储集空间,孔隙度变化较大,主要集中在8.39%~37.71%;渗透率为(0.17~3 291.9)×10~(-3)μm~2,具有高孔、高渗显著特征。储层在成岩阶段经历了压实作用、胶结作用、白云岩化作用、重结晶作用及多期溶蚀作用。压实作用及胶结作用使得原生孔隙大幅减少,对储层形成具有破坏作用,白云岩化作用、重结晶作用和溶蚀作用改变孔隙结构,进而提高储层的有效孔隙度。研究表明西永2井中新世白云岩处冰期海退阶段,受大气淡水林滤作用影响,而多期溶蚀作用产生了大量的次生孔隙成为现今主要的储集空间。